4.4.30. Турбина должна быть разгружена и остановлена в пе­риод, определяемый техническим руководителем элек­тростанции (с уведомлением диспетчера энергосисте­мы), в случаях:

а) заедания стопорных клапанов свежего пара или пара после промперегрева;

б) заедания регулирующих клапанов или обрыва их штоков; заедания поворотных диафрагм или обратных клапанов отборов;

в) неисправностей в системе регулирования;

г) нарушения нормальной работы вспомогательно­го оборудования, схемы и коммуникаций установки,если устранение причин нарушения невозможно без останова турбины;

д) увеличения вибрации опор выше 7,1 ;

е) выявления неисправности технологических за­щит, действующих на останов оборудования;

ж) обнаружения течей масла из подшипников, трубопроводов и арматуры, создающих опасность воз­никновения пожара;

з) обнаружения свищей на неотключаемых для ремонта участках трубопроводов пароводяного тракта;

и) отклонения качества свежего пара по химичес­кому составу от норм;

к) обнаружения недопустимой концентрации водо­рода в картерах подшипников, токопроводах, масло­баке, а также превышающей норму утечки водорода из корпуса турбогенератора.

Перечисленные неисправности не представляют непос­редственной угрозы для оборудования. Какое-то время оборудование может эксплуатироваться, но оставлять его в работе на длительный срок опасно. Любая из перечис­ленных неисправностей при определенных условиях мо­жет привести к крупной аварии с большими материаль­ными потерями и угрозой безопасности персонала.

Так, например, неисправность системы регулирования, стопорных, регулирующих клапанов при сбросе нагрузки может привести к разгону ротора и разрушению турби­ны. Очевидно также, что неисправность какой-либо защиты может вызвать отказ в ее срабатывании и привести к ава­рии, предупредить которую обязана эта защита.

Увеличение вибрации опор может свидетельствовать о возникновении дефекта в роторе турбины, который, про­грессируя, может привести к тяжелым последствиям. Даже если повышенная вибрация вызвана другими причинами, последствия ее неблагоприятно сказываются на надежно­сти турбоагрегата. Большие динамические нагрузки, выз­ванные вибрацией, могут разрушить баббитовую заливку вкладышей подшипников, привести к ослаблению посад­ки насадных дисков, поломке рабочих лопаток.

Даже небольшая утечка масла из маслосистемы является постоянным источником пожарной опасности, а свищи на трубопроводах пароводяного тракта могут быть началом раз­вития крупного повреждения, разрыва трубопровода.

Отклонение качества свежего пара по химическому составу от нормы опасно для турбины из-за возможности ее заноса солями. Образование отложений в проточной части турбины (соплах, лопатках) приводит к уменьше­нию максимального расхода пара, перегрузке упорного подшипника из-за увеличения степени реакции ступеней, деформации диафрагм из-за увеличения перепада давлений на них и понижению внутреннего относительного КПД турбины. Кроме этого, возможно отложение солей на штоках запорной и регулирующей арматуры, что может быть причиной заедания клапанов.

Повышение содержания водорода в картерах подшип­ников, токопроводах, кожухах линейных и нулевых выво­дов, увеличенная суточная утечка водорода из корпуса ге­нератора свидетельствуют о неисправности узлов уплот­нения генератора.

При обнаружении любых из указанных неисправнос­тей персонал должен принять немедленные меры к их ус­транению. В том случае если это невозможно сделать без останова турбины, технический руководитель электростан­ции должен определить срок вывода турбоагрегата в ре­монт. Как уже говорилось, время работы с перечисленны­ми неисправностями должно быть минимальным. Уведом­ление диспетчера энергосистемы о предстоящем останове турбоагрегата необходимо для принятия им мер к умень­шению влияния изменения нагрузки на работу энергоси­стемы и электростанции.

4.4.31. Для каждой турбины должна быть определена дли­тельность выбега ротора при останове с нормальным давлением отработавшего пара и при останове со сры­вом вакуума. При изменении этой длительности долж­ны быть выявлены и устранены причины отклонения. Длительность выбега должна быть проконтролирована при всех остановах турбоагрегата.

Длительность выбега — это время вращения роторов турбоагрегата с момента полного закрытия стопорных кла­панов до полного их останова, для разных типов турбин оно различно и зависит от количества роторов в валопроводе турбины, их массы, среднего диаметра и длины рабо­чих лопаток части низкого давления. Например, длитель­ность выбега пятицилиндровой турбины К-800-240-2 со­ставляет 43-45 мин без срыва вакуума и 17-18 мин со сры­вом вакуума, для одноцилиндровой турбины К-50-90 — 20-23 мин с нормальным вакуумом, а для противодавленческой Р-12-35 -12-14 мин.

Нормальная (эталонная) длительность выбега опреде­ляется после ввода в эксплуатацию смонтированной турбоустановки при ее останове как при нормальном вакуу-

ме, так и со срывом вакуума. Проверка и фиксация длительности выбега при всех остановах необходима для оценки механического состояния турбины в процессе эк­сплуатации. Это позволяет своевременно выявить непо­ладки в турбоагрегате. Уменьшение длительности выбега может свидетельствовать о неисправностях и увеличен­ном трении в подшипниках, задеваниях в проточной час­ти турбины и уплотнениях. Увеличение длительности вы­бега возможно при неплотности стопорных и регулирую­щих клапанов или запорной арматуры на паропроводах отборов.